薄膜太陽能產業發展現狀分析

   鋰電世界    跟我國多數產業“大而不強”的國際定位一樣，國內光伏業近年來也經歷了從爆發式增長的春天到歐美“雙反”之后的嚴冬這樣一個起伏跌宕過程，特別是2006年后兩度“過山車”式的起落令人印象尤深。事實上，不少業內有識之士就曾對光伏產業的“外部市場過度依賴”和“晶硅技術路徑依賴”提出過不止一次預警，但跌宕仍如期而至。

    我國光伏產業核心競爭力不足

    盡管目前我國光伏電池產量約占世界總產量的60%，但先進技術、關鍵材料和高端裝備仍然依靠進口，尤其是高端成套裝備進口推高成本，“綁架”技術創新。

    具體體現在，光伏高端裝備制造業處于價值鏈高端和產業鏈核心環節，是推動光伏產業轉型升級的引擎。而實際情況是，全球薄膜電池的設備供應商很少，進口設備成本高。此外，關鍵設備的進口也會導致技術上對設備供應商的依賴。

    薄膜化、柔性化是太陽能技術發展的總趨勢和方向,在當前晶硅電池仍占據光伏市場主流的大背景下，晶硅電池是第一代太陽能電池，薄膜電池是第二代、第三代太陽能電池。薄膜和晶硅的區別，打個比方，就是286、386電腦和蘋果iPad的區別。薄膜的優勢在于，無污染、低耗能、廣應用、低成本。目前，薄膜的度電成本已經低于晶硅，而薄膜的轉化率也已跟晶硅不相上下，甚至有所超越。此外，薄膜還在溫度系數、弱光發電方面有明顯優勢。在可預計的10—20年內，很難有技術替代薄膜。

    值得借鑒的是，目前歐美從事晶硅技術研發的企業越來越少，對薄膜技術研發的投入越來越大。德國、日本作為世界光伏產業的領導者，通過政府電力生產成本補貼和對先進技術研發進行持續的公共投資，扶持了光伏產業的持續領先和發展。

    國內薄膜電池技術應用處于什么樣的水平？

    國內多家光伏企業現已進入最具工業化前景的CIGS（銅銦鎵硒）薄膜太陽能電池領域，通過全球技術并購、自主創新、引進設備或與國外設備企業合作等，加快其產業化進程。但由于薄膜電池未形成通用的技術和設備，技術更新換代時整套設備也要全部更換，導致其工藝改進的成本非常高。如果沒有國家對技術研發和設備更新的資金支持，單靠企業一己之力很難實現全行業的轉型升級。

    因此，要擴大產能、降低制造成本，就必須實現薄膜產業高端裝備的國產化。具體做法上，應在國家層面明確光伏產業的技術發展方向，建議將薄膜太陽能先進技術研發和高端裝備制造納入“十三五”國家科技重大專項，形成國家意志。

    新能源不是補充，而是替代化石能源

    早在2007年8月，國務院四部委辦制定的《節能發電調度辦法（試行）》中就規定優先調度可再生發電資源，按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序；2013年7月出臺的《分布式發電管理暫行辦法》規定“電網企業應保證分布式發電多余電量的優先上網和全額收購”。而國家電網公司2013年2月27日也發布了含金量頗高的《關于做好分布式電源并網服務工作的意見》，承諾從3月1日起分布式清潔電源發電量可以全部上網。但為什么“棄光棄風”等新能源消納難現象仍大量存在？

    新能源是替代能源的戰略定位不夠清晰

    在現有技術條件下，可再生能源應當也完全可以做到大規模替代化石能源。從德國、丹麥等先進國家的實踐經驗看，可再生能源電力已經成為電力結構中的主要組成部分；在我國，光伏、風電等的裝機、發電比重也逐年上升。但目前新能源優先發電、全額消納還沒有在全社會形成共識。當務之急，要從觀念上明確，太陽能發電等新能源不是用來彌補電力缺口的補充，而是對煤電等化石能源的替代。

    電力行業12年前就按“廠網分開”啟動改革，因此在各個壟斷性行業中最具備率先推進改革的條件。建議國家將電力行業市場化改革作為全面深化改革的突破口之一，統一部署、率先啟動。在國家對電網企業單獨定價、嚴格監管的基礎上，放開發電和用電價格，實行由發電方和電力用戶通過市場交易形成電力價格的市場機制。這是突破體制性障礙的根本。

    其次，應盡快取消行政安排的發電量計劃指標體系。落實《可再生能源法》，確定非化石能源無條件優先替代化石能源法律原則，在全國范圍內推行《節能發電調度辦法》，實現“任一時刻發電所用的化石燃料消耗最少。

    至于因節能調度辦法導致發電量收入不足以支撐正常經營的燃煤火電機組，如果是電力系統調峰，備用所需的容量范圍，可由國家給予“容量費用”；其余火電機組，均由企業按經濟原則處理虧損問題。

    分布式光伏五大難題亟待解決

    國家能源局明確2014年我國光伏項目建設規模為14G瓦，其中分布式占60%，主要向東部有補貼和電價較高地區傾斜。但就目前情況看，被定義為我國未來光伏電站主要發展方向的分布式光伏應用推廣卻并不順利，您認為這是什么原因造成的？

    分布式光伏發展目前面臨幾個突出問題：第一，由于分布式電站核心部件僅安裝在廠房屋頂，是否正常運營對用能單位的正常生產經營不構成直接影響，導致用能單位違約成本較低，項目違約風險較高；這使得金融機構審批項目貸款時，未來現金流收益很難通過風險評估，結果導致融資難。第二，目前實施的“優先自發自用、余量上網”政策，某種程度上導致項目結算涉及多個不同的相關利益主體，無形中增加了項目復雜程度和結算風險。第三，現行度電補貼水平嚴重挫傷發電投資商積極性，影響了分布式電站大規模發展。第四，并網難仍是制約光伏電站建設的瓶頸，特別是有的地方電網系統，國網政策不適用，導致已接近建成的分布式項目無法接入。第五，中央與地方相關政策存在不配套問題。

    要盡快解決這些問題，應盡快理順實施細則，減少項目立項報批程序，簡化各環節手續，使項目從立項、建設、竣工驗收、并網、結算等手續簡便易行，使產業扶持政策能夠盡快起到實效，使度電收益足以覆蓋投資企業融資貸款所需的本息和行業投資利潤要求。扶持電網公司技術改造，借鑒歐美電網統一結算方式，從根本上解決光伏電站上網難、結算難問題；如德國分布式光伏“強制統一上網、統一以固定電價與電網結算、政策性金融機構主導”的成功經驗，使其客觀上成為項目融資的擔保，為分布式光伏電站融資創造條件。